炼油装置专题介绍

3）闪蒸塔（部分装置或者炼油厂可能没有）

4）常压塔

5）减压塔

常规的常减压蒸馏装置流程是原油经过换热器换热后，到电脱盐罐进行脱盐后，再次换热、升温，进入初馏塔闪蒸，塔顶的初馏石脑油作为乙烯或者重整原料。

初馏塔底的物料再经过一系列的换热后，进入常压加热炉加热到370°C左右后，进入常压塔进行物料分离，主要的产品有航煤原料、柴油原料以及常压渣油。

常压渣油也是经过一系列的换热后，进入减压加热炉加热到395°C左右，进入减压塔进行物料分离，主要的产品有柴油原料、蜡油及渣油(或者沥青)。

图二 常减压蒸馏原则流程图

1.1 常减压蒸馏装置流程

常减压蒸馏装置工艺流程一般有三大类（或者方案）

1)电脱盐---常压塔---减压塔

2)电脱盐---闪蒸塔---常压塔---减压塔

3)电脱盐---初馏塔---常压塔---减压塔

加工原油相对密度小于0.8602(或者API°大于33)的轻质原油,采用方案二--闪蒸塔流程即可，国内外多数炼油厂都是采用闪蒸塔流程。该流程优点是加热炉的负荷低、轻烃回收率高，一次性投资相对较低等；缺点是后续要设置压缩机，维护较为困难。

如采用方案三--初馏塔流程，优点是可以预脱水、脱硫化氢、防止常压塔冲塔等，操作也较为灵活，并可以分担常压塔负荷；缺点是流程较为复杂、投资高（设置轻烃回收可以节省部分投资）、初定石脑油的含砷较高。---加工进口原油且性质波动较大的企业建议采用该方案。

图三 常减压蒸馏初馏塔方案

图四 常减压蒸馏石脑油分离

1.2 电脱盐系统

常规的电脱盐系统，通常只设计一级电脱盐罐，但是随着全球原油产量衰减较快，如要增加原油采出量，开采就需要使用大量助剂，这就增加了原油里面的盐含量。以前炼油厂加工的原油盐含量仅有6--9（NaCl）mg/l，目前加工的原油高达30—90（NaCl）mg/l。受此影响，多数新设计的常减压蒸馏装置，不得不采用两级电脱盐罐，以降低加工原油的盐含量。

图五 电脱盐流程

影响电脱盐操作的主要因素有，破乳剂的选择、原油停留时间控制、注水量的控制及温度压力等等。其中，原油沉降时间26min、电场强度9kv；温度130—140°C、注水量一般是原油加工量的5—6%。

图六 电脱盐主要参数

1.3 初馏塔

原油经过电脱盐系统后，再经过换热器换热，进入初馏塔。塔顶拔出部分的石脑油，经过冷却、分离后，轻石脑油作为化工原料、重石脑油作为重整原料。塔底部分继续经过换热器换热后，进入常压炉加热、升温，送入常压塔进行馏分切割、分离。

初馏塔的主要产品有轻石脑油、重石脑油、初顶气（去轻烃回收）。

图七 初馏塔操作参数

1.4常压塔

初馏塔底油经过换热、加热炉升温至360—380°C，进入常压塔进行切割、分离。一般的常压塔设置有三个中段回流，分别是常顶油循环、常一中循环、常二中循环。

常压塔的主要产品有常顶气、常顶油（石脑油）、常一线（航煤）、常二线和常三线（柴油）以及常底油（蜡油及渣油混合物，如北方炼油厂加工轻质原油的，可以直接进催化裂化装置，例如长庆石化）。

图八 常压塔主要产品

1.5 减压塔

常底油经过常底油泵升压后，进入减压炉加热至380—410°C后，进入减压塔，进行切割、分离。

一般的减压压塔设置有三个中段回流，分别是减一线循环、减二线循环、减三线循环。

减压塔的主要产品有减顶气、减顶油和减一线（柴油）、减二线和减三线（蜡油）以及减压渣油（也可以说是沥青）。

图九 减压塔主要产品

稍微总结下，常减压蒸馏装置主要产品：

初馏塔—轻烃，轻、重石脑油

常压塔—轻烃、航煤、柴油及常压渣油

减压塔—轻烃、柴油、蜡油及减压渣油（沥青）

图十 常减压蒸馏装置各产品产量及收率

2 操作参数

常规的常减压蒸馏装置指标如下:

1)常压塔拔出率50.08%、减压塔拔出率31.45%，轻质油收率54.45%，总拔出率81.53%；

2）设计能耗为453.43MJ/t，原油换热终温294°C，加热炉热效率92.5%；

3）常压炉出口温度375°C、减压炉出口温度400°C。

图十一 常减压蒸馏主要操作参数

2.1 主要设备操作参数

作为常减压蒸馏装置，除了装置总拔、轻油收率外，主要关注的参数有几个：电脱盐脱后含盐量、常减压炉出口温度、减压炉出口温度以及渣油500°C馏出量。

图十二 电脱盐主要参数

原油经过电脱盐脱后含盐量，影响后续常压塔、减压塔的操作，一般而言，电脱盐后含盐量都不大于3.0mg/L。原油含盐量较高，主要是油田不断采用新的技术，如碱驱、蒸汽驱油和化学驱动油等以增加原油产量，导致原油的含盐量不断增加。

如果原油中的无机盐（主要是油田助剂）进入常、减压塔，在高温环境下，容易水解生成HCl,HCl与水一起冷凝下来后，会形成强腐蚀性的盐酸溶液，造成常、减压塔顶系统的腐蚀，因此，控制脱后原油的含盐量、加强常减压蒸馏装置的“一脱三注”就更为重要。

一般来说，常减压蒸馏装置最关心的就是渣油500°C馏出量，如何控制常减压蒸馏装置500°C的馏出量呢？这里就要说一说减压深拔。国内常减压蒸馏装置的减压渣油切割点温度为535—540°C，新设计的大型常减压蒸馏装置减压渣油切割点温度为565°C，个别装置甚至达到580°C。通常说的减压深拔，是指减压渣油切割点温度为565°C以上。

图十三 减压深拔

就常减压蒸馏加工的原油而言，低硫、金属含量低的石蜡基原油，不需要减压深拔；高硫、金属含量高的原油，需要减压深拔。减压深拔的好坏，第一个就与减压炉出口温度有关，要减压深拔，必须提高减压炉出口温度。

图十四 原油与生焦率关系

常减压蒸馏装置在进行减压深拔时，减压炉出口温度控制410—430°C，较一般的常减压蒸馏装置增加30°C左右。减压加热炉的停留时间控制在40S以内，主要是防止减压渣油停留时间过长，减压渣油在炉管内结焦。减压深拔虽然可以提高蜡油收率、轻油收率、装置拔出率，但是却会增加装置的能耗。根据中国石化《基准能耗》中论述到的装置能耗与总拔出率的关系：

E=3.5132C+206.68

其中，E代表能耗，C代表总拔出率。

拔出率增加1%，装置能耗会增加3.517MJ/t。

2.2 其它

这里再插入一个常减压蒸馏装置设计加工的油种的知识。常减压蒸馏装置设计加工的原油决定了其能加工原油的API°范围，国内沿海的炼油厂及新建的大炼化项目，设计的API°都是28—33的，是不能加工API°大于33以上的美国原油，如果加工的话，常压塔的负荷过高，会引起常压塔“冲塔”，从而导致整个常减压蒸馏装置物料分布混乱、从而导致装置停车。一般的操作是装置降负荷加工（降至正常负荷的50—70%）、混和其它重质原油后再加工。

稍微小结下，常减压蒸馏装置控制电脱盐脱后含量，主要是防止后续的常、减压塔顶腐蚀；控制减压渣油500°C温度馏出量主要是减少渣油产品；常减压蒸馏装置设计油种决定了其加工原油的API°。

3 装置能耗及操作费用

某千万吨常减压蒸馏装置的装置能耗,根据逐项分析可知,常减压蒸馏装置消耗的燃料气是惊人的，一年至少有1万吨，这是什么概念呢？可以供一个中小城市冬季取暖用气了。电耗也有171万度/年，这也是非常恐怖的数据。

图十五 常减压蒸馏装置能耗

按照比例来分析，常减压装置操作费用主要是燃料、循环水、电还有蒸汽。其中，燃料费用占整个常减压蒸馏装置操作费用的59%左右，如何降低常减压装置燃料消耗是一个困扰炼油商的一个难题。企业可采取的措施主要有，降低常压炉、减压炉的负荷，在炉前增加闪蒸罐；优化换热网络，采用“窄点”技术，将常减压蒸馏装置的换热终温提高到300°C以上，有些好的企业能达到310°C（换热终温每提高10°C，可以降低1kg标油）。

图十六 常减压蒸馏装置操作构成

多数500万吨/年以下的常减压蒸馏装置能耗为11—12千克标油/吨。目前新建的千万吨规模常减压蒸馏装置，能耗可以低至7千克标油/吨。能耗的降低，意味着吨操作费用的降低。

图十七 中石化装置能耗

4 当前及未来发展趋势

针对全球原油劣质化日益增加、硫含量越来越高的问题，常减压蒸馏装置也在逐步采用新技术，适应原油劣质化、性质波动以及总拔收率增加的要求。

4.1 装置大型化

目前，国内新建的常减压蒸馏装置，规模都是1000万吨/年的居多，标配2000万吨/年（两套装置合计），单套最大的是盛虹石化准备上马的1600万吨/年的常减压装置，目前运行最大的是惠炼的1200万吨/年的常减压装置。国际上美国、印度炼油厂的单系列规模都可以达到1275万吨/年或者27万桶/天，使用壳牌的技术居多；最大的是加拿大的1750万吨/年的常减压装置。

印度信诚炼油厂的常减压装置和延迟焦化装置规模分别达到年1350万吨和年670万吨。在同等规模下，单套装置比双套装置投资约少24％、装置能耗约减少19％，比3套装置投资约少55％、能耗约减少29％。一般认为，大型炼厂的规模应在年1000万吨至年2000万吨。

4.2 减压深拔

上文已经初步探讨过减压深拔适用的原油、炼油厂，这里主要说一下减压深拔对于总拔的影响，如果采用减压深拔技术并且炼油厂具备条件，对于提高全厂的轻油收率、综合商品率非常有好处。一些先进的常减压蒸馏装置及炼油厂，常减压蒸馏装置总拔可以达到82%、炼油厂综合商品率接近90—95%，那么整个炼油厂的利润就非常可观了。

图十八 减压深拔影响因素

影响减压深拔的因素有两个，一个是减压塔真空度，进料段压力降至18mmHG（有的降至8mmHG）；另一个是减压炉出口温度，从常规的390°C提高至400°C，甚至430°C。

国际上比较有名的减压深拔技术专利商，一个是荷兰SHELL，一个是英国KBC；其它的还有埃克森美孚、日本JGC公司等。

国内采用SHELL技术的，主要是中石油的炼油厂；采用KBC技术的，主要是中石化的炼油厂。国内SEI也有专门的技术，第一次工业应用是在中石化的武汉炼油厂。

4.3 加工原油适应性

经常有人问“大地”，国内的常减压蒸馏装置可以加工美国的原油吗？“大地”都是这样回答的，如果是API°与中东原油类似的，加工的难度不大；如果是API°大于33，采购多少美国原油，就要按照一定的比例采购中东或者其它地区的API°小于26的重质原油。尤其在当前原油价格波动较大的情况下，布伦特—迪拜价差缩窄，采取轻质原油较为划算。

如果提高加工原油的适应性呢？一般的操作是尽量在原始设计阶段就做大减压炉、减压塔的加工能力，但这里涉及到一次性投资需要增加的问题，需要企业权衡。

常压塔：减压塔=10:5

现在的设计为：

常压塔：减压塔=10:7

4.4 其它

常减压蒸馏装置作为炼油厂的龙头装置，操作平稳与否影响全厂的物料平衡、当月效益。国内多数常减压蒸馏装置都上马了APC系统（先进控制系统），提高装置的平稳率，避免全厂物料大幅度的波动。

此外，还有一些炼油厂，开始开发、使用原油调和系统，在源头就将原油调配好，减少厂内二次调和对装置的冲击；更有一些炼油厂，开始考虑使用金融模型与炼油厂模型有机结合起来，通过裂解利润的预测，调整炼油厂的加工方案。

5 小结

大型化、减压深拔、节能降耗是以后常减压蒸馏装置发展的趋势，国内暂时不能直接加工美国的轻质原油，必须混合其它重质原油后才能加工。加工劣质原油的炼油厂需要配套蜡油加氢、延迟焦化装置,通过提高常减压蒸馏装置的总拔、轻油收率等措施，可以提高企业的裂解利润、企业效益。

最后忍不住说一下，国内炼油厂不叫精炼厂，就炼油厂；产品收率不叫出率，叫收率。

课后习题：

1） 为什么国内常减压蒸馏装置不能直接加工美国API°40左右的原油？如要加工，要采取什么措施？

2） 如常减压蒸馏装置加工沙重原油，减压深拔后，装置什么产品收率会降低？全厂经济效益如何？

参考文献

1、今年全球新增炼油产能创40年之最

2、Crude oil distillation and the definition of refinery capacity

3、Vacuum distillation is a key part of the petroleum refining process

4、China to lead global crude distillation unit capacity growth by 2023, says GlobalData

5、Industry Perspectives: Refining’s real growth is through secondary unit capacity

6、Business Trends: Clean fuels—a global shift to a low-sulfur world

7、Oil 2018

8、炼化三变①变大：从“小茶壶”到“炼油航母” ，中国石油报

9、我国第一套千万吨级常减压蒸馏装置的设计与运行，俞仁明等

10、常减压电脱盐装置深度脱盐工艺探讨，裴和平

11、常减压蒸馏装置增设初馏塔后的技术分析，刘克雄

12、原油常减压蒸馏装置工艺设计，广东石油化工学院，王丽

13、常减压蒸馏装置加工国外原油时采用初馏塔或闪蒸塔方案的探讨

14、新型中和缓蚀剂对常减压塔顶HCl腐蚀作用的影响

15、常减压蒸馏装置的减压深拔技术，庄肃青等

16、千万吨级常减压蒸馏装置换热网络的优化设计，池琳

17、常减压蒸馏装置加工轻质原油技术改造

18、我国常减压蒸馏装置的技术进展，李和杰

19、常减压蒸馏减压深拔技术，SEI

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